0 Shares 2564 Views 1 Comments

ФАКТОРЫ И УСЛОВИЯ ДОСТИЖЕНИЯ ВЫСОКОЙ НЕФТЕОТДАЧИ

ФАКТОРЫ  И  УСЛОВИЯ ДОСТИЖЕНИЯ ВЫСОКОЙ НЕФТЕОТДАЧИ.

 Объем разведанных запасов нефти – достоверной части ресурсной базы развития добычи — уже два десятилетия в России снижается [4]. К началу 2006 года объем запасов нефти промышленных категорий уменьшился по сравнению с 1988 годом в целом по стране на 20%, а по Западной Сибири – основном регионе нефтедобычи – на 30%. Темпы сокращения запасов во времени возрастают  в связи с тем, что объём геолого-разведочных работ недостаточен, чтобы обеспечить прирост запасов для компенсации добычи. Несмотря на это, годовые объемы добычи нефти в последние 7 лет увеличили более чем в 1,5 раза (на 180 млн. тонн). В 2006 году добыто 480 млн. тонн нефти, а открыто 24 мелких месторождения с суммарными извлекаемыми запасами нефти 22,4 млн. тонн [2].

Складывающая ситуация с воспроизводством запасов – следствие отказа государства от централизованного управления важной для России отраслью народного хозяйства, осуществлённых изменений условий недропользования, передачи права пользования полезными ископаемыми частным лицам и акционерным обществам. В новых условиях недропользования поисково-разведочные работы являются прерогативой нефтяных компаний. Поэтому они направлены на решение целей и задач по обеспечению запасами в рамках интересов, планов и возможностей самих компаний. Естественно, интересы государства и нефтяных компаний по времени и в пространстве часто не совпадают.

Длительный период «проедания» разведанных запасов и произошедшие изменения в их структуре, складывающиеся тенденции ведения геологоразведочных работ заставляют критически  оценить существующую философию о воспроизводстве сырьевой базы. Очевидно, что представление о необходимости непрерывного  наращивания сырьевой базы нефтедобычи, сложившееся за многие годы государственного управления отраслью, в новых условиях вступило в противоречие с экономическими законами рынка. Вероятно, при разработке концепции развития отрасли следует отдавать предпочтение реалистичным  сценариям, основанным преимущественно на разведанных запасах, их рациональном и полном  использовании. Сценарии развития, основанные на неоткрытых запасах, следует относить к категории вероятностных  прогнозов.

Принято считать, что основным критерием рациональной разработки нефтяных месторождений является полное исчерпание извлекаемой части геологических запасов, объём которой рассчитывается на основании современных методов моделирования и гидродинамики. Величина отношения извлекаемой части к общим геологическим запасам, называемого коэффициентом нефтеотдачи (КИН) или нефтеотдачей, зависит от:

1. Природных и геолого-физических факторов строения месторождения (табл. 1);

2. Технологии и технических средств извлечения нефти из глубокозалегающей от поверхности  земли или  дна водоёма горной породы,  которую она пропитывает;

3. Экономических условий и конъюнктуры рынка, определяющих возможность организации рентабельной добычи с применением реально существующих технологий и технических средств добычи нефти, её подготовки, транспортировки, доставки до потребителя.

В нефтяном мире накоплен громадный опыт нефтедобычи, который позволяет судить о полноте извлечения геологических запасов в зависимости от указанных 3 групп факторов.

Залежи подвижной нефти залегают под мощной толщей горных пород  на глубине от поверхности земли до 7 км. С помощью бурения глубоких скважин извлекается от первых единиц процентов до 70-80 % начального объема нефти, оцениваемого традиционными методами подсчёта как геологические запасы. Широкий диапазон  КИН связан преимущественно с тем, что глубокие скважины представляют собой сложные и дорогостоящие инженерные сооружения. Поэтому их число по экономическим соображениям лимитируют. Ограничение числа скважин означает снижение охвата залежи дренированием и, как следствие, – уменьшение объёма извлекаемых запасов и увеличение остаточных запасов.

Хорошо известен пример практически полного извлечения  углеводородов, реализуемый в Канаде на гигантском месторождении Атабаска. Здесь битуминозные  пески с окисленной, загустевшей нефтью, залегают на глубинах от 0 до 680 метров (преимущественно до 230) от поверхности. Поэтому рентабельно  используют открытый  (карьерный) способ добычи, при котором осуществляется полное технологически возможное извлечение полезного ископаемого, заключённого в горной породе-песке и полная утилизация самого песка. Добытая порода после выемки на поверхность подвергается обработке. Чистый песок складируется и используется при строительстве дорог, а насыщающие породу битум и окисленная нефть отмываются горячей водою и поступают на завод  по получению синтетической нефти. Среднее извлечение битума  и окисленной нефти 51%, выход синтетической нефти – 35%.

Возможность массового применения открытого способа разработки нефтяных  месторождений крайне ограничена, так как неглубокое залегание жидкой нефти в природе является редкостью.

 Проблема высокой нефтеотдачи для традиционных залежей по существу является экономической, порождаемой высокой стоимостью технических средств и технологий, требуемых в оптимальном объеме для полного дренирования залежей. Величина КИН на каждом конкретном природном объекте, характеризующимся своим набором природных и геолого-физических параметров, определяется оптимальным соотношением затрат и технологической эффективностью комплекса технологий и технических средств, обеспечивающих возможно полный охват разработкой объема залежи в течение периода рентабельной добычи.

В таблице 2  систематизированы способы (методы)  вскрытия и дренирования нефтесодержащих пород. В следующих двух  таблицах (3 и 4) сгруппированы технологии интенсификации притоков нефти из скважин (методы ОПЗ)  и методы увеличения нефтеотдачи (МУН).  Принципиальным отличием МУН от методов ОПЗ является то, что они позволяют увеличить объем извлекаемой  нефти, который может быть добыт за счет дополнительного дренирования той части залежи, которая не охватывается  разбуренной проектной сеткой скважин  при  естественном режиме и при заводнении.

Арсенал технологий и технических средств, применяющихся на практике, чрезвычайно разнообразен по механизму воздействия на пласты и на пластовые флюиды, по техническим средствам, используемым материалам и химическим реагентам. По мере развития науки и техники этот арсенал постоянно пополняется.

Существенным ограничительным условием применяемых методов  ОПЗ и МУН  является использование скважин. Именно это условие во многом определяет  технологическую и экономическую эффективность большинства методов.

Несмотря на многообразие технологий, широкое распространение на практике получили лишь некоторые из них, отличающиеся относительной дешевизной, доступностью реагентов и материалов, простотой в реализации, бесспорной технологической эффективностью и короткими сроками окупаемости затрат.

Среди методов разработки универсальным является метод заводнения. Из методов ОПЗ широкое распространение, особенно в последние годы, в России получил распространение и развитие ГРП.

О достигаемых величинах нефтеотдачи на месторождениях, разрабатываемых по традиционной технологии заводнения, можно судить на примере представительных  крупных, длительно разрабатываемых базовых месторождений (таблица 5). Достигнутые высокие КИН — следствие благоприятной геолого-физической характеристики объектов разработки и оптимальных системы и технологии разработки, адекватных геологическому строению (применение метода заводнения;  оптимальная плотность сетки скважин, соблюдение проектных режимов эксплуатации скважин и проектного фонда эксплуатационных скважин, постоянное совершенствование системы разработки с учётом динамики выработки запасов и уточнения геологического строения).

Накопленный на базовых месторождениях опыт разработки позволил установить зависимость нефтеотдачи от природных и техногенных факторов. Полнота выработки запасов нефти при дренировании скважинами зависит от  геолого-физических параметров залежей (тип коллектора и его  свойства, морфологические особенности строения залежей, свойства пластовых флюидов и др. (табл. 1). Из технологических факторов на степень выработки пластов влияют: плотность сетки скважин, режим дренирования, характеристика агента вытеснения, темп извлечения жидкости из пласта, продолжительность разработки  и др. [5].

Доминирующее  влияние на процесс и конечные результаты разработки, включая КИН, оказывают  природные особенности строения эксплуатационного объекта, а из технологических факторов — плотность сетки скважин [5].

Установленная на практике зависимость широко используется  для повышения КИН. По существу уплотнение сетки скважин — самый надежный и наиболее распространенный на практике метод повышения нефтеотдачи. Достигнутая высокая нефтеотдача на большинстве длительно разрабатываемых объектов – результат оптимизации сетки скважин (Арлан, Туймазы, Ромашкино, Самотлор   и  др. (табл. 5)).

Особенно высокие показатели КИН достигаются, если оптимальная сетка скважин применяется с самого начала разработки месторождения. В этом случае высокая нефтеотдача может быть обеспечена за относительно короткий срок разработки, при минимальной добыче попутной воды (низком водонефтяном факторе) и лучших технико-экономических показателях.

Раевское месторождение (ОАО «Башнефть) с самого начала было разбурено и стало интенсивно разрабатываться при оптимальной для условий разработки девонских пластов ПСС в 8-12 га/скважину.  За 30 лет нефтеотдача достигла 0,66, а водонефтяной фактор не превысил 1,5.

Имеющийся современный арсенал  технических и физико-химических средств, методов и технологий  извлечения нефти, проведённые опытно-промышленные работы на промыслах позволяют ставить задачу о возможности достижения более высоких величин КИН, чем те, которыми  уже характеризуются «базовые» месторождения, причём для каждого месторождения, разрабатываемого или вводимого в разработку. Существует несколько  направлений оценки возможной целесообразности и эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи, в том числе: использование экспертных систем типа «Выбор» ВНИИнефть;  постановка специальных лабораторных  и/или промысловых исследований; проведение опытно-промышленных работ на конкретных объектах. В эпоху развитых компьютерных технологий важное место в обосновании оптимальной технологии повышения КИН  принадлежит простому, относительно дешевому и наименее трудоёмкому способу оценки – адресному  гидродинамическому моделированию, сопровождаемому технико-экономическими расчетами с использованием современных программных продуктов.

Гидродинамическое моделирование разработки сегодня стало нормой при проектировании. При проектировании проводится огромный объём исследовательских работ, выполняемых в специализированных центрах и лабораториях крупных нефтяных компаний, с использованием современного оборудования, эффективных компьютерных технологий и технических средств, позволяющих быстро и качественно обрабатывать большие массивы информации. О достижениях и состоянии дел в этой области недавно на страницах специализированного журнала ЦКР выступил ведущий российский специалист в этой области В.И.Дзюба [1].  Подводя итоги успехам и достижениям, автор  пишет: « …Казалось, грамотная и обоснованное применение технологий моделирования заведомо обеспечит высококачественное решение основных задач разработки… Однако, судя по результатам рассмотрения на ЦКР работ, подобная  уверенность излишне оптимистична. Достаточно часто проектные решения, базирующиеся на моделях разработки, построенных  « по всем правилам», не отвечают имеющемуся опыту разработки и, иногда, здравому смыслу». Автор обстоятельно анализирует  причины недостатков  моделирования.

Трудностям моделирования технологического и методического характера крупных месторождений  посвящена содержательная публикация опытных специалистов ОАО «ЛУКОЙЛ» в «Нефтяном хозяйстве» [3].

В таблице 6, составленной на основании обобщения результатов исследований компетентных и многоопытных специалистов [1,3] и авторского анализа, представлены основные недостатки программного обеспечения и методологии проектирования. Они заключаются в следующем:

— Реальные пласты в геологической модели описываются слишком однородными и связными, а последующий переход к гидродинамической модели и штатное ремасштабирование  приводит к потере макро- и микронеоднородности, к сглаживанию важнейших параметров, влияющих на КИН,

— Отсутствуют общепризнанные методы решения задач разработки при использовании геолого-гидродинамических моделей для реальных геологических объектов [1,3].

— Важнейшей основой моделирования является исходная информация. От её количества зависит разрешающая способность модели, от качества- прогнозная надежность. Объём же исходной информации и её качество, как правило, ниже достаточного уровня.

Общим  следствием указанных недостатков является — низкая результативность расчётов  и соответственно низкая надёжность вытекающих из них выводов.

В результате, реализуемые   проекты, основанные даже на традиционных методах и системе разработки, во многих случаях не могут быть отнесены к производствам типа «Lean Manufacturing», где нет излишеств и потерь. Показателем излишества, например, является наличие так называемого «бездействующего фонда»- являющегося общим недостатком всех реализованных проектов разработки. «Бездействующие» скважины –сложные и дорогостоящие сооружения, пробуренные согласно проектам, но по разным причинам не выполняющие своего назначения. Доля таких скважин на ряде месторождений достигает 30-50% фонда.

Недостатки симуляторов и методологии моделирования еще острее проявляются в результативности и точности расчётов эффективности МУН. Например, для оценки  эффективности результатов применения  МУН, эффект от которых исчисляется в нескольких процентов, необходимо использовать специфические опции к симуляторам, отсутствующие в российской практике. Отсутствует строгое и полное описание взаимодействия системы «пласт-скважина». Отсутствуют установленные по общепринятой научно обоснованной методике реальные технологические эффекты от МУН для различных геологических условий, которые могли бы обоснованно использовать для имитации их в симуляторах.

Вследствие несовершенства методологии моделирования и недостатков практики решения о реализации МУН подчас принимались по интуитивным соображениям или по принципу «надо пробовать». Но даже в случае хорошо обоснованных проектов  МУН нельзя считать, что проекты будут безусловно выполнены. Проекты на практике реализуются с нарушением проектных решений по основным параметрам. Особенно заметными стали отклонения от проектов с наступлением экономических реформ. В таблице 7 приводится перечень некоторых типичных отклонений от проектных решений.

Выводы.

Основными слагаемыми экономически обоснованной удовлетворительно высокой нефтеотдачи месторождений  являются:

—        благоприятная геолого-физическая характеристика объектов разработки,

—        фактор времени,

—        применение технологии и системы разработки (размещение  и оптимальная плотность сетки скважин), адекватных геологическому строению,

—        наличие в достаточном количестве дешевого источника воды  для ППД или другого реагента для реализации технологии,

—        соблюдение проектных режимов эксплуатации скважин и поддержание в рабочем состоянии проектного фонда эксплуатационных скважин,

—        непрерывное совершенствование процесса разработки системы по мере выработки запасов и уточнения геологического строения,

—        совершенствование адресного моделирования и проектирования гидродинамических и экономических расчётов.

 

Источники.

  1. Дзюба В.И. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений. Проблемы и перспективы. Вестник ЦКР Роснедра. 1/2007. стр.35-39
  2. Подтуркин Ю. Компании должны декларировать только те запасы, которые утверждены на основании государственной экспертизы. Нефть и капитал, 2007 г.№7 стр.20-23.
  3. Сыртланов В.Р. , Денисова Н.И., Хисматуллина (ОАО «ЛУКОЙЛ»). Некоторые аспекты геолого-гидродинамического моделирования крупных месторождений для проектирования и мониторинга разработки. Нефтяное хозяйство 05/ 2007, стр.70-74.
  4. Халимов Э.М. Разработка нефтяных месторождений в условиях рынка. СПб.: Недра, 2005 .-298 с.
  5. Халимов Э.М., Халимов К.Э. Россия – мировой лидер нефтегазодобычи. Геология нефти и газа 2007  №2 стр.34-39.

 

Таблица 1

Основные геолого-физические параметры, влияющие на нефтеотдачу.

 

Группы

Параметры

Пороговые значения

Параметры нефти в пластовых условияхВязкость нефти

1000-30 спз

Газонасыщенность

1000 – 5 м3

Давление пережима

0 – 0,1 рнас

Параметров коллекторовПроницаемость

< 0,03 мкм2

Пористость

< 6%

Толщина нефтенасыщенных терригенных коллекторов

2м.

Нефтенасыщенность

< 55%

Соотношение пластов высокой и низкой пористости и проницаемости

разница на 2 порядка

Контактных зонСоотношение толщин разной флюидонасыщенности

hг / hн < 2

hв / hн > 3

Горно-геологических параметровГлубина

> 4500 м.

Аномальная пластовая температура

> 100°

Аномальное пластовое давление

0,7 < Ран > 1,7

 

Таблица 2

Способы (методы) разработки нефтяных месторождений

Группа способов (методов)

Способ

Метод добычи

Открытые

Очистной (карьерный)

Создание горных выработок под открытым небом. Добыча нефтеносной породы с последующим отделением и отмывом нефти от горной породы.

Шахтный

Создание подземных горных выработок и дренирование нефтенасыщенных пластов подземными скважинами.

Дренирование с помощью скважин, пробуренных с поверхности земли

Использование естественной пластовой энергии

Активной водонапорной
Упругой энергии
Энергии растворенного газа
Газовой шапки
Энергии гравитационных сил

Дополнение естественной пластовой энергии искусственной

Закачки воды в различных модификациях (метод ППД)

 

Таблица 3

Принципиальная систематика технологий интенсификации притоков нефти из скважин

(стимуляции, обработок призабойных зон)

№ п/п

Группа

Технологии

1

Разрушения продуктивных коллекторов

Гидроразрыв пластов

Взрывы (подземные ядерные взрывы, с применением твердых и жидких ВВ)


Взрыв вовнутрь (эмплозия)2

Увеличения охвата дренированием

 

 

Бурения боковых стволов3

Физико- гидродинамическая

ВолновыеФорсированные отборы жидкости4

Химическая

Кислотные обработки в различных модификациях (термокислотные и др.)Обработка растворами ПАВ, растворителямиОсадкогелеобразующие технологии5

Тепловая

Обработки призабойной зоны различными теплоносителями6

Микробиологическая

Способы обработки призабойной зоны введением в пласты бактериальных культур с микроорганизмами

 

 

 

Таблица 4

Классификация методов увеличения нефтеотдачи (МУН)

№ п/п

Группа методов

Методы

1

Физико-химического заводнения

Заводнение с применением ПАВ
Полимерное заводнение
Мицеллярное заводнение

2

Газовых методов

Закачка углеводородов
Закачка дымовых газов
Закачка СО2
Закачка азота
Закачка жидких растворителей

3

Тепловая

Вытеснение нефти теплоносителями
Воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций

4

Микробиологическая

Введение в пласт бактериальной продукции (БП)
Образование БП в нефтяном пласте

5

Комбинированная (улучшенных МУН)

Сочетание элементов групп 1-4 с современными техническими средствами и способами (горизонтальных скважин и др.)
Уплотнение сетки скважин

Таблица 5

КИН по крупным, длительно разрабатываемым нефтяным месторождениям

Месторождение,

пласт (залежь)

Год ввода

в раз-ку.

КИН

Проект.

Текущий

1Туймазы (D1+D2)

1944

0,59

0,56

2Ромашкино (девон)

1948

0,53

0,47

3Арлан

(углен. толща)

1955

0,435

0,55

0,55

4Самотлор,

 

в т.ч. АВ2-3

АВ4-5

                 Б8

1969

0,49

0,440

0,559

0,656

0,354

0,37

0,475

0,586

5Мамонтово

1970

0,416

0,333

6Федоровское

 

Б-10

(Моховая пл.)

1973

0,440

0,494

0,418

 

Таблица 6

Некоторые недостатки программного обеспечения  и методологии проектирования разработки нефтяных месторождений

(по В.И. Дзюбе – 2007 г.)

Недостатки

Следствия

Низкое качество описания геологического строения залежей и пластовГеологические модели уже на начальной стадии упрощаются, а продуктивные пласты представляются однородными и связными.

Модели ещё более упрощаются при переходе от геологических моделей к гидродинамическим и их последующей трансформации.Симуляторы и программные обеспечения ориентированы на  небольшие элементы разработки и небольшие модели.Симуляторы и программы не пригодны для крупных месторождений с большим числом скважин и длительной историей.Модели не пригодны для принятия решений для отдельных скважин.Практически отсутствуют специфические опции к симуляторам, позволяющие рассчитывать добычу за счёт технологий МУН.Расчёты оценки эффективности МУН не проводятся или проектировщики избегают их проводитьВ симуляторах не отражен реально применяемый на скважинах широкий спектр технологий ОПЗВ расчётах не учитывается реальная добыча за счёт технологий ОПЗ.Низкое качество моделирования связи массообмена пласт-скважина и технологий работы со скважинами.Не возможно оценить эффективность реализации на практике технологий МУН и ОПЗ (ГРП, ОПЗ). Из-за чего расчёты эффективности не корректны.Недостаток и низкое  качество исходной информации.Начальная информация обычно ниже необходимого объёма, иногда- минимального.

В то же время используются неудовлетворительно огромные массивы информации по месторождениям с длительной историей разработки и большим фондом скважин.

Таблица 7

Трансформация практики выполнения проектов разработки

под влиянием либерализации недропользования.

Параметры

До реформы

После реформы

Исполнение проектных показателейОбязательное соблюдение проектного документа, утвержденного ЦКРПроектный документ имеет рекомендательный характер
Коэффициент использования добывающих скважинПоддержание КИДС на уровне 0,95-0,98Низкий КИДС. Преимущественная эксплуатация пробуренного высокодебитного фонда.
Режим отборов жидкости из пласта (залежи)Соблюдение проектного режима.Сокращение отборов жидкости вплоть до оста-новки  высокообводненных скважин
Режим работы добывающих скважинСоблюдение проектного режима по всему фонду     (Рпл., Рзаб.)Интенсификация добычи нефти по высокодебитному фонду

МУН

Плановое внедрение МУН в соответствии с Государственной ПрограммойОтказ от планового внедрения МУН.

Переход на интенсификацию добычи нефти преимущест-венно из высокодебитных скважинБурение скважинВыполнение предусмотренных проектами объемов и сроков бурения скважинАктивность бурения поставлена в зависимость от конъюнктуры рынкаИсследование нефтепромысловых скважинПреимущественно соблюдение РегламентаСоблюдение регламента- исключение

 

Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.

ПОЛУЧИТЬ СВЕЖИЙ НОМЕР ЖУРНАЛА!

Most from this category